天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 11: 2054 - 2065

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.003

非烃气：氦气

铝土岩气藏富氦机制及与常规富氦气藏的形成差异——以鄂尔多斯盆地庆阳气田为例

  • 唐敏 , 1, 2 ,
  • 康锐 3, 4 ,
  • 郝乐伟 , 1 ,
  • 范立勇 3, 4 ,
  • 马晓峰 1 ,
  • 李小燕 1 ,
  • 陶辉飞 1 ,
  • 邱军利 1
展开
  • 1. 中国科学院西北生态环境资源研究院，甘肃 兰州 730000
  • 2. 中国科学院大学，北京 100049
  • 3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018
  • 4. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018
郝乐伟（1985-），男，山东聊城人，博士，副研究员，主要从事油气地质和氦气研究. E-mail： .

唐敏（2000-），女，甘肃张掖人，硕士研究生，主要从事天然气勘探和氦气综合研究. E-mail： .

收稿日期: 2025-05-14

  修回日期: 2025-06-03

  网络出版日期: 2025-07-03

收起

Helium enrichment mechanism in bauxite gas reservoirs and differences from conventional helium-rich reservoirs： A case study of Qingyang Gas Field， Ordos Basin

  • Min TANG , 1, 2 ,
  • Rui KANG 3, 4 ,
  • Lewei HAO , 1 ,
  • Liyong FAN 3, 4 ,
  • Xiaofeng MA 1 ,
  • Xiaoyan LI 1 ,
  • Huifei TAO 1 ,
  • Junli QIU 1
Expand
  • 1. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
  • 2. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 4. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low⁃Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an 710018，China

Received date: 2025-05-14

  Revised date: 2025-06-03

  Online published: 2025-07-03

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摘要

近期勘探发现，在鄂尔多斯盆地西南缘庆阳气田天然气中发现伴生的氦气，为中氦—高氦气藏，不仅具有常规天然气藏还包括一种新型非常规气藏——铝土岩气藏。目前对于铝土岩气藏的富氦机制尚不明确。通过对鄂尔多斯盆地庆阳气田天然气进行地球化学分析测试，判识2种天然气藏中天然气及氦气的成因和来源，结合氦气成藏条件分析铝土岩气藏富氦机制，对比分析与常规富氦气藏的形成差异。结果表明：①庆阳气田铝土岩天然气中的甲烷含量与常规天然气相近，但乙烷和丙烷的含量较高。常规天然气以干气为主，而铝土岩气藏天然气整体接近湿气。②庆阳气田天然气氦含量整体较高，为中—富氦天然气藏，铝土岩气藏氦气含量均与同区域的常规天然气藏氦气含量存在差异，但铝土岩气藏天然气氦气含量整体较为一致（约为0.1%）。③庆阳气田中氦气是典型壳源成因，其常规天然气的氦气主要来源于变质岩基底，为载气长距离运移萃取氦气的富集模式。与常规天然气藏相比，铝土岩气藏的氦气发育截然不同的富集模式，铝土岩气藏中的氦气为自生自储成藏，其主要来自于富铀钍铝土岩自身的衰变释放，仅经过短距离的垂向运移进入到铝土岩储层，外源氦气较少。铝土岩气藏富氦模式的建立为氦气的勘探和开发提供了新思路。

关键词： 铝土岩; 氦气成藏模式; 氦同位素; 氦气成因; 氦源岩

本文引用格式

唐敏 , 康锐 , 郝乐伟 , 范立勇 , 马晓峰 , 李小燕 , 陶辉飞 , 邱军利 . 铝土岩气藏富氦机制及与常规富氦气藏的形成差异——以鄂尔多斯盆地庆阳气田为例[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(11) : 2054 -2065 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.003

0 引言

由于氦气独特的物理性质，其广泛应用于国防军工、航空航天、低温科学、临床医学及电子产业等领域，是重要的战略资源，但我国对外依存度高达90%，存在卡脖子风险［1-3］。氦气一般不能独立成藏，主要与烃类气藏或非烃气藏伴生，或氦气以溶解状态存在于地下热水中［4-5］。前人根据载体气资源经济性将氦气资源划分为以威远构造型气田为例的常规天然气赋存型和以煤层气、页岩气为例的非常规天然气赋存型［6］。研究表明，富氦常规天然气藏与富氦非常规天然气藏在氦气生、运、聚条件存在差异性，富氦煤层气和页岩气更多受到富铀钍煤层和页岩的影响［7-8］。2021年，中国石油长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地庆阳气田太原组铝土岩系获得高产气流，发现了一种新型非常规气藏——铝土岩气藏［9-11］。
目前鄂尔多斯盆地天然气富氦特征呈现周缘气田氦气浓度高，盆地中心氦气浓度低的特征［12］，位于盆地西南缘的庆阳气田是迄今为止除了东胜气田之外，鄂尔多斯盆地发现氦气含量最高的气田，最高可达0.31%。前人研究表明，庆阳气田氦气属于典型的壳源成因，主要来源为基底变质岩—花岗岩系，其富集主要受基底断裂、构造运动、中央古隆起、地层压力与地层温度的控制。受燕山运动的影响，鄂尔多斯盆地整体发生隆升，地层剥蚀程度较为明显，导致埋藏深度变浅，地层温度降低，促使氦气从地层水中脱溶并与烃类气体协同运移成藏［12-13］。虽然前人对庆阳气田的氦气形成模式，潜在氦源岩特征及生氦潜力等进行了一定的探讨，但未明确庆阳气田铝土岩气藏的富氦特征，并且目前国内外对于铝土岩气藏的富氦机制尚缺乏相应的研究［12-14］。因此，本文通过采集庆阳气田典型的铝土岩气藏和常规气藏的气体及岩石样本，对该气田铝土岩气藏和常规气藏的含氦天然气组分、碳同位素及稀有气体同位素等分析，判识2种天然气藏中天然气及氦气的成因和来源，结合氦气成藏条件如氦源岩、运移通道和盖层条件等综合分析铝土岩气藏富氦机制，并对比分析与常规富氦气藏的形成差异。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地面积约为37×104 km2，位于华北克拉通的西南部，是典型多期旋回克拉通盆地，先后经历了拗拉谷盆地阶段，稳定克拉通阶段，类前陆盆地阶段和周缘断陷盆地阶段，盆地主要由伊盟隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、渭北隆起、天环坳陷和西缘逆冲带等6个构造单元组成［15-16］［图1（a）］。庆阳气田位于鄂尔多斯盆地西南部，地处盆地中央古隆起核部，庆阳气田纵向上发育多个主力含气层，包括上古生界二叠系石盒子组、山西组和太原组，以及下古生界奥陶系马家沟组［17-18］。庆阳气田天然气分布具有一定的分带性，产气区域可分为中部的QT和东南部的CT 2个区块［图1（b）］，QT区块的常规天然气主要分布于下二叠统山西组，CT区块的常规天然气主要发育于上二叠统石盒子组。铝土岩气主要发育在下二叠统太原组，且在2个区块均有分布。
图1 鄂尔多斯盆地庆阳气田构造位置（a），区块划分（b）及岩性柱状图（c）

Fig.1 Structural location （a） ，block division （b）and rock type column chart （c） of the Qingyang Gas Field in Ordos Basin

2 含氦天然气地球化学特征

2.1　天然气组分特征

庆阳气田天然气烃类气体组分主要包括甲烷、乙烷和丙烷等（表1），其中正丁烷、异丁烷、正戊烷和异戊烷等含量较少。庆阳气田天然气中烃类气体的主要成分均为甲烷，其相对含量占总组分的85.28%~89.67%，平均值为87.74%，重烃含量较少。QT区块常规天然气甲烷的含量为83.28%~92.17%，平均为88.58%；乙烷含量为0.74%~0.89%，平均为0.80%；丙烷含量为0.047%~0.057%，平均为0.054%。CT区块常规天然气中甲烷含量为83.17%~89.25%，平均为87.48%；乙烷含量为0.80%~1.05%，平均为0.954%；丙烷含量为0.033%~0.097%，平均为0.059%。QT区块铝土岩天然气甲烷的含量为89.01%~90.34%，平均为89.67%；乙烷含量为3.56%~3.80%，平均为3.68%；丙烷含量为0.29%。CT区块铝土岩天然气中甲烷含量为85.28%，乙烷含量为3.38%，丙烷含量为0.27%。由上可知，铝土岩天然气中的甲烷含量与常规天然气相近，但乙烷和丙烷的含量高于常规天然气。
表1 庆阳气田天然气组分数据

Table 1 Natural gas composition data of the Qingyang Gas Field

区块 井号 烃类气体含量/% 干燥系数 非烃类气体含量/%
CH4 C2H6 C3H8 He N2 CO2
QT QT1 86.18 0.81 0.057 0.989 0.069 9.57 2.09
QT2 92.71 0.74 0.047 0.991 0.084 3.93 2.24
QT3 83.28 0.76 0.057 0.990 0.079 13.6 1.60
QT4 92.17 0.89 0.054 0.989 0.083 4.23 2.34
平均 88.585 0.80 0.054 0.99 0.078 7.833 2.068
CT CT1 87.83 0.80 0.038 0.990 0.27 9.28 1.40
CT2 89.04 0.87 0.043 0989 0.26 8.07 1.54
CT3 88.47 0.97 0.058 0.988 0.24 8.25 1.75
CT4 88.06 0.83 0.044 0.989 0.27 9.12 1.39
CT5 83.54 0.86 0.076 0.988 0.30 13.04 1.93
CT6 83.17 1.05 0.097 0.985 0.30 13.07 2.02
CT7 88.11 0.93 0.057 0.988 0.22 8.72 1.64
CT8 88.80 1.00 0.058 0.987 0.24 7.75 1.87
平均 87.482 0.954 0.059 0.988 0.254 9.189 1.756
QT-L QT-L1 89.01 3.80 0.290 0.954 0.093 4.07 2.48
QT-L2 90.34 3.56 0.290 0.957 0.086 2.89 2.55
平均 89.675 3.68 0.290 0.956 0.090 3.48 2.515
CT-L CT-L1 85.280 3.380 0.270 0.957 0.100 8.500 1.890
天然气干燥系数可以用来判断天然气热演化程度，干燥系数越高，天然气成熟度越高。一般干燥系数大于0.95称为干气，小于0.95称为湿气［19］。庆阳气田QT区块常规天然气干燥系数变化范围为0.989~0.991，平均为0.99（表1），样品干燥系数均大于0.95，表明天然气主要以高过成熟阶段生成的干气为主；CT区块常规天然气干燥系数变化范围为0.985~0.990，平均为0.988，同样以高过成熟阶段生成的干气为主。相比于常规天然气，研究区铝土岩气整体干燥系数较低，接近湿气，QT区块铝土岩天然气干燥系数变化范围为0.954~0.957，平均为0.956；CT区块铝土岩天然气干燥系数为0.957。
庆阳气田天然气非烃气体中有CO2、N2、H2、He和CO等，其中N2和CO2含量最高（表1）。QT区块常规天然气N2含量为3.93%~13.6%，平均为7.83%；CO2含量为1.60%~2.34%，平均为2.07%。CT区块常规天然气整体与QT区块常规天然气具有相似的特征，N2含量为7.35%~13.07%，平均为9.189%；CO2含量为1.39%~2.04%，平均为1.756%。QT区块铝土岩天然气N2和CO2含量与同区块常规天然气相比，具有较大差异，含有较低的N2含量和较高的CO2含量，N2含量为2.89%~4.07%，平均为3.48%；CO2含量为2.48%~2.55%，平均为2.515%。CT区块铝土岩天然气与同区块常规天然气相比，N2含量较低为8.50%，CO2含量相似为1.89%。

2.2　氦气含量特征

庆阳气田天然气氦气含量整体较高，为中—富氦天然气藏，但氦气含量在区域上存在不均一性（图2）。QT区块常规天然气氦气含量最低，含量仅为0.069%~0.084%，平均为0.078%。CT区块常规天然气氦气含量最高，含量为0.22%~0.31%，平均为0.254%。研究区QT区块铝土岩天然气氦气含量为0.086%~0.093%，平均为0.090%，高于QT区块常规天然气氦气含量；CT区块铝土岩天然气氦气含量为0.1%，低于CT区块常规天然气氦气含量。铝土岩天然气氦气含量均与该区域的常规天然气存在差异，但铝土岩天然气氦气含量整体较为一致。研究区He含量与CH4、N2、CO2、H2之间无明显的相关性，当氦气含量大于0.2%时，氦气含量与CH4含量呈负相关，与N2和H2呈正相关（图3）。
图2 庆阳气田氦气含量分布

注：QT为QT区块常规天然气；CT为CT区块常规天然气； QT-L为QT区块铝土岩气；CT-L为CT区块铝土岩气

Fig.2 Helium content distribution in the Qingyang Gas Field​

图3 庆阳气田含氦天然气地球化学参数与氦气含量交会图

Fig.3 Cross-plot of geochemical parameters versus helium content in helium-bearing natural gas, Qingyang Gas Field​

2.3　同位素特征

庆阳气田具有常规天然气烷烃类碳同位素值大于铝土岩天然气的特征（表2），QT区块常规天然气甲烷碳同位素值主要分布在-30.5‰~-28.7‰之间，平均为-29.9‰；乙烷碳同位素值主要分布在-32.8‰~-32.2‰之间，平均为-32.5‰；丙烷碳同位素值主要分布在-33.3‰~-31.2‰之间，平均为-32‰。CT区块常规天然气烷烃类碳同位素特征与QT区块常规天然气相似，甲烷碳同位素值主要分布在-30.8‰~-29.3‰之间，平均为-30.0‰；乙烷碳同位素值主要分布在-32.7‰~-30.8‰之间，平均为-31.9‰；丙烷碳同位素值主要分布在-33.4‰~-31.3‰之间，平均为-32.4‰。铝土岩天然气的烷烃类碳同位素值小于常规天然气，QT区块铝土岩天然气甲烷碳同位素值为-33.7‰，乙烷碳同位素值主要分布在-40.6‰~-40.5‰之间，平均为-40.5‰；丙烷碳同位素值主要分布在-38.2‰~-38.1‰之间，平均为-38.1‰，三者均小于QT区块常规天然气烷烃碳同位素值。上述分析结果表明，研究区甲乙烷碳同位素组成均发生了倒转。CO2碳同位素值区域性表现的较为明显，QT区块的天然气CO2碳同位素值明显高于CT区块天然气。同区域内铝土岩天然气与常规天然气的CO2碳同位素值也具有一定的差异，QT区块常规天然气CO2碳同位素值平均为-6‰，铝土岩天然气的值平均为-2.1‰，CT区块常规天然气CO2碳同位素值平均为-11.6‰，铝土岩天然气的值平均为-19.5‰。庆阳气田天然气氦同位素值具有相似的特征（表2），除了QT区块常规天然气中3He/4He值为2.94×10-8略低外，其他天然气中3He/4He值近似为4.0×10-8。
表2 庆阳气田天然碳同位素与氦同位素数据

Table 2 Carbon and helium isotopic data of natural gas in theQingyang Gas Field​

区块 井号 稳定碳同位素/‰ 氦同位素
C1 C2 C3 CO2 （3He/4He）/10-8
QT QT1 -30.3 -32.3 -33.3 -4.4 2.94
QT2 -28.7 -32.2 -31.2 -6.3
QT3 -30.1 -32.8 -32.0 -7.6
QT4 -30.5 -32.8 -31.4 -5.6
平均 -29.9 -32.5 -32.0 -6.0
CT CT1 -29.8 -31.3 -33.1 -11.4 3.95
CT2 -30.8 -32.7 / -10.4
CT3 -30.0 -32.2 -32.4 -11.7
CT4 -29.3 -30.8 -33.4 -12.3
CT5 -29.4 -32.6 -32.7 -12.0
CT6 -29.6 -32.5 -32.2 -12.3
CT7 -30.3 -31.5 -31.3 -10.9
CT8 -30.4 -31.5 -32.1 -11.4
平均 -30.0 -31.9 -32.4 -11.6
QT-L QT-L1 -33.7 -40.6 -38.2 -2.6 3.72
QT-L2 -33.7 -40.5 -38.1 -1.6
平均 -33.7 -40.5 -38.1 -2.1
CT-L CT-L1 -31.0 -32.1 -35.1 -19.5 3.86

注：/代表无数据

3 天然气成因类型

3.1　天然气成因

根据天然气碳同位素鉴定图版［20］显示庆阳气田天然气主要为深层、碳同位素值倒转混合气（图4）。研究区天然气乙烷碳同位素值均小于-28‰［图5（a）］，这与鄂尔多斯盆地北部天然气不同，不具备典型煤型气特征，但与鄂尔多斯盆地其他南部气田类似，存在天然气甲乙烷碳同位素值的倒转现象。前人［21］研究表明盆地南部天然气“碳同位素系列倒转”是煤系炭质泥岩和海相烃源岩生成天然气混合的结果。部分样品出现了海相源岩特征［图5（b）］，因此庆阳气田的天然气是煤型气与海相油型气的混合。
图4 庆阳气田天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃相关图（底图图版据文献［20］）

Fig.4 Correlation diagram of δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃ for natural gas in the Qingyang Gas Field（the base map is cited from Ref.［20］）

图5 鄂尔多斯盆地古生界天然气乙烷含量与乙烷碳同位素组成特征（a）和甲烷碳氢同位素组成特征（b）（底图图版据文献［21］）

Fig.5 Characteristics of ethane content and ethane carbon isotopic composition（a）and characteristics of methane carbon and hydrogen isotopic composition in Paleozoic natural gas， Ordos Basin （b） （base map adapted from Ref. ［21］）

研究区QT区块天然气藏，二氧化碳的碳同位素值介于-7.6‰~-1.6‰之间，根据气藏中二氧化碳碳同位素的判别标准，δ13Cco2>-8‰为无机成因［20］，QT区块天然气气藏CO2具有无机成因特征，CO2可能来源于下古生界碳酸盐岩矿物的分解，因此QT区块天然气中来自下古生界马家沟组的油型气较多。研究区CT区块天然气藏的二氧化碳的碳同位素值介于-19.5‰~-10.4‰之间，明显小于QT区块气藏的二氧化碳的碳同位素值，为有机成因特征，推测来源于烃源岩生成的CO2气体，表明CT区块天然气中来自石炭系—二叠系的煤型气较多（图5，图6），与前人研究相一致［8，16］。从以上分析可知，QT区块天然气和CT区块天然气具有一定的差异性。与常规天然气类似，不同区域铝土岩天然气中二氧化碳的碳同位素值差异较大，位于QT区块的铝土岩天然气二氧化碳的碳同位素值为-2.1‰，CT区块的铝土岩天然气二氧化碳的碳同位素值为-19.5‰，因此不同区域的铝土岩天然气来源具有一定的差异性。
图6 CH4碳同位素与CO2碳同位素关系

Fig.6 CH4 isotope vs. CO2 carbon isotope correlation diagram​

3.2　氦气成因

He的2种稳定同位素分别为3He和4He，3He为元素合成时所形成的核素，主要捕获于地球形成过程中，4He由地球岩石中U和Th等放射性元素α衰变产生［22］。自然界中氦气主要有大气源、壳源和幔源3种来源，壳源氦气3He/4He值较低，数量级显示为10-8，幔源氦3He/4He值较高为1.1×10-5，大气氦为中间值1.4×10-6［23-24］。通常利用样品3He/4He（R）与大气3He/4He（Ra）的比值来反映天然气藏中氦气的来源。当R/Ra>1时，表示样品中幔源氦占比较大；当R/Ra<0.1时，一般认为样品中的氦基本全部来自壳源［1，25］。庆阳气田天然气样品中3He/4He值介于（2.94~6.47）×10-8之间，R/Ra值介于0.021~0.046之间，显示为典型的壳源成因氦（图7）。
图7 氦气幔源氦所占比例判识图

Fig.7 Identification diagram of mantle-derived helium proportion in natural gas

4 富氦气藏成藏过程

4.1　常规天然气藏氦成藏模式

前人研究表明［6，26-29］，潜力巨大的氦源岩，其控制氦气运移和富集的有效运移通道，良好的盖层条件，以及与常规天然气藏具有良好的时空配置关系是氦气富集成藏的必要条件。以位于鄂尔多斯盆地北部的东胜气田为例，氦同位素组成分析表明其氦气为壳源成因，其在运聚成藏方面与烃类具有一定的协同性与相似性［30-31］，基底不断释氦并通过断裂形成的运移通道向上运移，与烃类气体混合，最终在致密砂体中形成富氦气藏，上石盒子组厚层泥岩为气藏提供了良好的盖层，有效防止了气体的散失。东胜气田天然气δ13C2值大于-28‰，为典型煤型气，与研究区煤型气与油型气的混合气存在一定差异［30］。庆阳气田位于鄂尔多斯盆地南部基底之上，基底主要由形成于2.2~2.0 Ga的集宁群、太华群和吕梁群构成，岩性主要为富含铀钍的花岗片麻岩［32］。基底规模庞大，根据研究区的范围，基底的面积大约为24 000 km2，厚度为2~7 km［12，14］。除了发育富铀钍的基底之外，研究区还发育大量的富铀钍太原组和山西组2段暗色泥岩，面积约为28 000 km2，平均厚度为60 m，整体呈现从东北方向向西南方向逐渐变薄的特征［14］。因此，研究区氦气生成的物质基础较为充足，氦源岩大多为有效的氦源岩，氦气在源岩中能得到有效释放［14］。研究区内发育的庆阳古隆起，北部在环县以北倾没，南端延至陇县东南一带，东端在正宁北东倾没［33］，地层剥蚀量大，缩短了氦气从基底至储层的运移扩散距离，古隆起构造高点有利于含氦流体的聚集，利于富氦气藏的形成。庆阳气田区域发育多条北东向和东西向的基底大断裂，切穿至二叠系油气储层［34］，为氦气运移和富集提供了有效的运移通道。研究区天然气大量充注及成藏主要发生在早白垩世，此时构造热演化异常促使基底氦气大量释放，天然气充注与氦气释放的耦合关系促使释放的氦气及时被天然气捕获进入气藏［14］。
研究区广泛发育的二叠系煤系泥岩为富氦气藏的保存提供了有效的盖层。庆阳地区上古生界发育山1段、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组等多套泥岩盖层，其中最重要的2套分别为山1段泥岩和下石盒子组泥岩，山1段泥岩为气藏直接盖层，而下石盒子组泥岩累计厚度大且在垂向上连续分布，具有较强的封盖能力，为区域盖层［35］。研究表明大陆碰撞动力学过程对地壳4He释放起到一定的促进作用［36］，鄂尔多斯盆地西南部受到青藏块体东北向的挤出运动，表现出较强烈的压性应变特征［37］，这促使地壳4He进一步释放，对现有的氦气藏进行有效补充。因此，庆阳气田具有形成富氦气藏的有利条件。
由前文分析可知，庆阳气田内部氦气分布不均一，CT区块的氦气含量要高于QT区块。作为氦气的主要载气，尽管庆阳气田的天然气整体以煤型气与油型气的混合成因为主，但CT与QT区块的天然气组成仍存在一定差异。CO₂碳同位素分析表明，相较于CT区块，QT区块的天然气中混入了更多来自下古生界马家沟组的油型气。此外QT区块的天然气主要以山１段储层为主，CT区块的天然气藏主要以盒8段为主，研究表明纵向上从山１段到盒８段地层压力系数逐渐降低，山１段存在古超压，盒8段以常压—弱超压为主［38］。根据以上分析可以明确研究区常规气藏的富氦机制，庆阳气田的生烃中心位于研究区的西北部［14］，天然气生成后首先进入靠近烃源岩中心的QT区块的山1段储层成藏。由于山１段和盒8段存在压力差，在后续压力作用下天然气由山1段储层运移到了上部CT区块的盒8段储层成藏，在山1段储层的天然气被运移之后，储层内再次充填了晚期煤层气及部分下古生界的油型气。天然气在运移过程中可以沿途“萃取”溶解在饱和地下水中的氦气，因此天然气运移距离更远的CT区块的盒8段储层气藏氦浓度高于天然运移距离较短的QT区块的山1段储层（图8）。这种氦气富集模式与柴达木盆地东坪气田、四川盆地威远气田等类似，载气长距离运移富集氦气［39-40］。
图8 庆阳气田常规气藏富氦成藏模式

Fig.8 Helium enrichment model of conventional gas reservoirs in the Qingyang Gas Field

4.2　铝土岩天然气藏富氦成藏模式

庆阳气田铝土岩气藏富氦特征存在一定的特殊性，虽然铝土岩气藏分属于不同的区块，但铝土岩气藏氦气含量较为稳定，保持在0.1%左右，QT区块铝土岩天然气氦气含量高于常规天然气的氦气含量，而CT区块铝土岩天然气氦气含量低于常规天然气的氦气含量。铝土岩气藏具有较为稳定氦气含量且与常规天然气藏具有差异的特征，表明铝土岩气藏具有独特的氦气富集机制。通过对铝土岩天然气碳同位素特征及乙烷含量指标分析可知，虽然同是铝土岩气藏，但是天然气的来源存在较大的差异，QT区块铝土岩天然气具有海相油型气特点，而CT区块铝土岩天然气具有煤型气的特点。铝土岩气藏氦气含量较为相似，这表明氦气与天然气的成因及来源无关。另外，铝土岩气藏的乙烷含量都较高，均超过了3%［41-42］［图5（a）］，反映了铝土岩天然气运移距离均较短。铝土岩天然气藏在运移距离较短的情况下，与地层水接触较少，远不及常规天然气藏中烃类气体的运移距离，因此铝土岩天然气藏中烃类气体从地层水中萃取的外源氦气较少。
据以上分析可知，铝土岩的天然气来源差异较为显著，但具有一个共同点即天然气运移距离短，就近成藏。其烃源岩来自就近的上部上古生界太原组的煤系烃源岩或下部下古生界的奥陶系马家沟组的海相烃源岩，天然气经过短距离的垂向运移进入到铝土岩储层，载气未进行长距离运移，萃取溶解在饱和地层水中的氦气较少。因此，铝土岩气藏的氦气主要来自富铀钍铝土岩储层的衰变释放，这也解释了在不同区域具有不同来源的铝土岩气藏的氦气含量较为一致的现象。研究区的铝土岩的生氦量是否能够满足富氦气藏的要求，相对其他氦源岩如基底和泥岩，铝土岩的分布面积较少，厚度也较薄，但是铝土岩的铀钍含量很高，是前者的4倍，其中铝土岩U含量为26.48×10-6，Th含量为46.30×10-6，泥岩U含量为4.5×10-6，Th含量为14.44×10-6，基底花岗片麻岩U含量为8.58×10-6，Th含量为12.50×10-6［14］。研究区铝土岩气藏的储量相对于常规天然气藏较低，形成富氦气藏所需的氦气量较少，铝土岩自身的产氦量完全能够满足富氦气藏的需求。因此，认为铝土岩气藏富氦成藏模式为源储一体，自生自储成藏。氦气的产生和储存都来自于同一层位，天然气运移距离短，萃取地层水中的氦气较少。气藏中的氦气主要来自于富铀钍储层自身的衰变释放，但不排除少量外源氦的加入（图9）。
图9 庆阳气田铝土岩气藏富氦成藏模式

Fig.9 Helium enrichment model of bauxite gas reservoirs in the Qingyang Gas Field

富氦气藏成藏模式的建立，对于后期富氦气藏的勘探具有重要的指导作用，为氦气的勘探和开发提供了新思路。从以上分析可知，庆阳气田存在2种不同的富氦气藏成藏模式，并且存在较大的差异，因此对于庆阳地区富氦气藏的预测需要分类评价。现有的富氦天然气藏根据氦气含量可划分为3类（表3），前2类为常规富氦气藏，针对常规富氦气藏，其氦源岩，运移通道等较为一致，其富氦程度取决于载气运移距离的长短，距离越长其越富氦，因此，对于常规富氦气藏的预测可根据与生烃中心的距离进行部署，远离生烃中心的天然气藏是富氦的有利区。第三类为铝土岩气藏，铝土岩富氦气藏为源储一体，自生自储成藏，氦气的产生和储存都来自于铝土岩层，天然气运移距离短，萃取地层水中的氦气较少，氦源岩规模决定了富氦的程度，因此在针对铝土岩富氦气藏的勘探时，铝土岩较厚的层位则为有利区。
表3 庆阳气田发育的富氦气藏类型

Table 3 Types of helium-rich gas reservoirs developed in the Qingyang Gas Field

类型 有效氦源岩 储层岩石类型 储层层位 氦气源 天然气运移距离 天然气运移方式 氦气聚集方式 氦气富集程度
Ⅰ 泥岩与基底 砂岩或白云岩 山1段或马家沟组 地层水 中 侧向、垂向 二次运移萃取 中
Ⅱ 泥岩与基底 砂岩 盒8段 地层水 长 侧向、垂向 二次运移萃取 好
Ⅲ 铝土岩为主 铝土岩 太原组 铝土岩 短 垂向 母岩矿物初次释放 良

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地庆阳气田天然气烃类气体组分主要包括甲烷、乙烷和丙烷等，铝土岩天然气中的甲烷含量与常规天然气相近，但乙烷和丙烷的含量高于常规天然气。常规天然气以干气为主，而铝土岩天然气整体干燥系数较低，接近湿气。相对于常规天然气，铝土岩天然气具有较低的N2含量和相似的CO2含量。
（2）庆阳气田天然气氦气含量整体较高，为中—富氦天然气藏，但氦气含量在区域上存在不均一性，QT区块常规天然气藏氦气含量最低，CT区块常规天然气藏氦气含量最高，铝土岩气藏氦气含量居中，铝土岩气藏氦气含量均与同区域的常规天然气藏存在差异，但铝土岩气藏氦气含量整体较为一致。
（3）庆阳气田天然气烷烃碳同位素存在碳同位素系列倒转现象，不具有典型的煤型气特征，是煤型气与油型气混合的结果。根据CO2碳同位素特征，QT区块天然气比CT区块的天然气混入了更多下古生界马家沟组的油型气，CT区块天然气则比QT区块的天然气混入了更多石炭系—二叠系的煤型气。庆阳气田天然气样品中3He/4He值在（2.94~6.47）×10-8之间，R/Ra值介于0.021~0.046之间，显示出典型的壳源成因。
（4）庆阳气田常规天然气的氦气主要来源于变质岩基底，为载气长距离运移萃取地层水中氦气的富集模式。与常规天然气藏相比，铝土岩氦气富集为自生自储成藏，气藏中的氦气主要来自于富铀钍铝土岩自身的衰变释放，天然气仅经过短距离的垂向运移进入到铝土岩储层，萃取溶解在饱和地层水中的氦气较少。​

Abstrct：Recent exploration discoveries in the southwestern margin of the Ordos Basin have identified associated helium gas in the Qingyang Gas Field， characterized as medium- to high-helium gas reservoirs. These reservoirs not only include conventional natural gas accumulations but also represent a novel unconventional gas reservoir type-bauxite gas reservoirs. The enrichment mechanism of helium in bauxite gas reservoirs remains poorly understood. Through geochemical analysis of natural gas samples from the Qingyang gas field， this study investigates the genetic origins and sources of natural gas and helium in both conventional and bauxite gas reservoirs. By integrating helium accumulation conditions， the study further explores the helium enrichment mechanism in bauxite gas reservoirs and contrasts its formation differences with conventional helium-rich gas reservoirs. Key findings include： （1） Methane content in bauxite natural gas from the Qingyang Gas Field is comparable to conventional natural gas， but ethane and propane concentrations are significantly higher. Conventional natural gas primarily consists of dry gas， whereas bauxite gas exhibits characteristics closer to wet gas. （2） Helium concentrations of natural gas in the Qingyang Gas Field are generally high， classifying it as medium- to high-helium gas reservoirs. Helium content in bauxite gas reservoirs differs from co-located conventional gas reservoirs， yet remains relatively consistent within bauxite reservoirs （about 0.1%）. （3） Helium in the Qingyang Gas Field originates from a crustal-derived source. In conventional gas reservoirs， helium primarily derives from basement metamorphic rocks， following a long-distance migration and extraction model by carrier gas. In contrast， bauxite gas reservoirs exhibit an autogenic self-storage enrichment mode. Helium in bauxite reservoirs is predominantly sourced from in-situ decay of uranium and thorium in bauxite strata， with natural gas undergoing short-distance vertical migration into the reservoir. Exogenous helium contributions are minimal. This helium enrichment model of bauxite gas reservoir provides new insights for helium exploration and development strategies.

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